Текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения - Современное состояние разработки и технологии увеличения нефтеотдачи Ромашкинского нефтяного месторождения Республики Татарстан

Основной девонский объект (горизонты Д1, Д0) Ромашкинского месторождения разделен рядами нагнетательных скважин на отдельные площади самостоятельной разработки.

В первую очередь в разработку вводили наиболее продуктивные центральные площади Ромашкинского месторождения: Миннибаевская, Абдрахмановская, Южно-Ромашкинская и Павловская. В несколько этапов разбуривали и площади, прилегающие к центральным: Альметьевская, Северо-Альметьевская, Восточно-Сулеевская, Алькеевская, Зеленогорская и Зай-Каратайская.

Скважины на Ромашкинском месторождении на начальном этапе размещали преимущественно по неравномерной сетке 600х400 и 800х650 м. Равномерная квадратная сетка скважин применена только на Сармановской, Карамалинской, Холмовской (600х600 м) и Березовской (720х720 м), равномерная треугольная сетка скважин на Куакбашской (650Х650 м) площадях. На Куакбашской и части Холмовской площади внедрена избирательная система заводнения продуктивных пластов, а на Сармановской - линейная. На всех остальных площадях применяется комбинированная система заводнения - линейная на непрерывные базисные пласты и очаговая - на прерывистые коллекторы.

На терригенные отложения девона пробурено 19527 скважин (77,7% проектного фонда), из них 13991 добывающих, 4498 нагнетательных и 1038 скважин других категорий. В настоящее время выбыло из эксплуатации 6868 скважин (35,2% фонда), из которых 2638 - из-за нерентабельности в новых рыночных условиях и 967 ожидают работ по увеличению дебита нефти или водоизоляционных работ, 3263 ликвидированы или ожидают ликвидации.

С начала разработки по горизонтам Д1-До добыто 90,0% начальных извлекаемых запасов, текущая нефтеотдача достигла 47,4%. Отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован закачкой воды на 108,8%. Средневзвешенное пластовое давление составляет 16,2 МПа.

Максимальный уровень добычи нефти 81,5 млн. т на месторождении был достигнут в 1970 г. Добыча нефти на уровне 80 млн. т удерживалась в течение 6 лет. С 1975 г. при отборе 53,9% начальных извлекаемых запасов (НИЗ) добыча нефти по месторождению начала снижаться и в 1994 г. составила 13,0 млн. т (0,6% НИЗ и 5,7% ТИЗ)

С 1975 г. месторождение вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся ростом темпов обводнения (в среднем в 3 раза), сокращением (в 5-10 раз) эксплуатационного фонда, снижением в 1,5-2,0 раза эффективности геолого-технических мероприятий и неуклонным падением уровня добычи нефти. Последнее, кроме всего прочего, объясняется и ухудшением структуры запасов.

Отбор жидкости по месторождению увеличивался ежегодно до 1985 г. Затем объединение "Татнефть" резко изменило техническую политику в сторону снижения отбора попутной воды.

На поздней стадии разработки основной целью регулирования является уменьшение отбора попутной воды при одновременном увеличении текущих отборов нефти и нефтеотдачи. В результате отбор попутной воды уменьшен на 180 млн. т в год. Соответственно уменьшилась закачка воды, улучшились технико-экономические показатели разработки.

Давление на устье нагнетательных скважин на отдельных площадях составляет 10,0-4,9 МПа, на забое добывающих скважин - 7,2-11,2 МПа. Средний дебит нефти снизился с максимального значения 63,0 до 4,6 т/сут, жидкости с 63,6 до 35,3 т/сут.

Максимальный отбор жидкости в 1985 г. составил 18,4 млн. т, закачка - 17,1 млн. м3, а в 1994 г. соответственно 7,0 млн. т и 6,0 млн. м3. Отбор попутной воды составил 38,7% достигнутого уровня. Обводненность в течение последних 10 лет стабилизировалась на уровне 70%, водонефтяной фактор составил всего 1,6.

Средний дебит нефти снизился с максимума, 21,9, до 4,2 т/сут, жидкости от 34,5 до 14,7 т/сут. Давления на устье нагнетательных скважин составляют 5,6-11,7 МПа, на забое добывающих 4,7-8,2 МПа.

Объединение "Татнефть" по Ромашкинскому месторождению провело большую работу по оптимизации плотности и размещения сеток скважин. Опыт оптимизации плотности сетки скважин на Ромашкинском месторождении является уникальным и его обобщение имеет громадное теоретическое и практическое значение. На примере Ромашкинского месторождения было доказано существенное влияние плотности сетки скважин на производительность, технико-экономические показатели разработки и нефтеотдачу неоднородных расчлененных объектов, сформулированы принципы начального и конечного уплотнения сетки скважин.

Практика разработки месторождения убедительно свидетельствует о том, что при уплотнении сетки за счет бурения дополнительных скважин и соответствующего изменения системы заводнения можно увеличить добычу нефти пропорционально числу скважин и улучшить экономические показатели разработки.

Проведенная оценка ожидаемой нефтеотдачи при практическом внедрении проектных решений Генеральных схем разработки месторождения показало, что при реализации первой Генеральной схемы разработки месторождения с бурением 9400 скважин конечная нефтеотдача составила бы всего 38%. Вторая Генеральная схема предусматривала бурение 12000 скважин. Однако и при этом нефтеотдача составила бы всего 42%. При реализации третьей Генеральной схемы с бурением более 19000 скважин конечная нефтеотдача должна составить 49%. Таким образом, необходима дальнейшая оптимизация сетки скважин для достижения проектной нефтеотдачи пластов, равной 53%. С этой целью по каждой площади рассчитаны технико-экономические показатели четырех вариантов разработки (по годам на весь срок), отличающихся друг от друга конечной плотностью сетки скважин.

Один из вариантов представляет собой продолжение осуществляемой на сегодня системы разработки. В другом варианте плотность сетки соответствует уточненным проектам разработки отдельных площадей, составленным за последние 10 лет. Остальные два варианта разработки по плотности сетки отличаются от последнего в ту или иную сторону. Расчеты технологических показателей разработки по площадям проведены с использованием методики ТатНИПИнефти.

Максимальный экономический эффект по площадям достигнут при плотности сетки 12,0-28,2 га/скв, причем более плотные сетки оптимальны для площадей, характеризующихся высокой геологической неоднородностью коллекторов. Так, для объектов с коэффициентом расчлененности более трех, оптимальная плотность сетки находится в интервале 12,0-18,4 га/скв (среднее значение 14,5 га/скв), а для менее расчлененных объектов 17,5 -28, 2 га/скв (среднее значение 22,5 га/скв).

Начиная с 60-х годов на месторождении ведется бурение дополнительных скважин сверх основного фонда (оптимизация плотности сетки) в целях достижения запроектированной нефтеотдачи эксплуатационного объекта (79,5% дополнительного фонда), а также интенсификации процесса разработки горизонта для поддержания достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти или снижения темпа его падения. Наибольшее число скважин из дополнительного фонда пробурено в целях выработки запасов линз, полулинз и тупиковых зон, а также малопродуктивных коллекторов, и значительно меньшая доля приходится на скважины для выработки водонефтяных зон. На таких площадях, как Абдрахмановская, Западнo-Ленино-горская, Зай-Каратайская., Миннибаевская, Альметьевская, Восточно-Лениногорская, расчлененность эксплуатационного объекта которых выше трех, более половины пробуренного фонда составляют дополнительные скважины, и на них приходится значительная часть добычи нефти за весь прошедший период разработки. В результате бурения дополнительных скважин активные извлекаемые запасы нефти месторождения увеличились до 95% начальных.

По состоянию на 1.01.1995 г. на месторождении (без учета дублеров) пробурено 18847 скважин, в том числе 8961 скважина сверх основного фонда, что составляет 46,6%, из них около половины пробурено на разукрупнение эксплуатационного объекта и примерно столько же на оптимизацию плотности сетки скважин. Если средний дебит нефти одной добывающей скважины за 1994 г. по месторождению составил 4,6 т/сут, жидкости - 35,3 т/сут, то по дополнительным скважинам он соответственно равен 3,9 и 31,9 т/сут. Средний дебит скважин дополнительного фонда по площадям на рассматриваемую дату изменяется по нефти от 0,2 до 33,0 т/сут, по жидкости от 1,0 до 255,1 т/сут. С начала бурения скважин дополнительного фонда добыто свыше 337 млн. т нефти, 812 млн. т жидкости, водонефтяной фактор достиг 1,41.

По состоянию на 01.01.1995 г. в период поздней стадии пробурено и введено в эксплуатацию около 5800 добывающих скважин, по которым отобрано 145 млн. т нефти и 480 млн. т жидкости. Водонефтяной фактор 2,3, средняя обводненность добытой жидкости 70,2%. В среднем на одну пробуренную скважину добыто 25 тыс. т нефти и 58 тыс. т воды.

Основное назначение скважин, пробуренных в поздней стадии - повышение нефтеотдачи пластов путем вовлечения в активную разработку запасов нефти песчаных линз, водонефтяных зон, пластов с низкой проницаемостью.

В настоящее время Ромашкинское месторождение находится в завершающей стадии разработки. По месторождению достигнут сравнительно высокий коэффициент нефтеотдачи - 0,47 - при обводненности 87%. Из пробуренного фонда выбыло 35% скважин, часть которых в дальнейшем при проведении ГТМ может быть введена в повторную эксплуатацию. На одну отработанную скважину добыто 133 тыс. т нефти. Оставшиеся в работе скважины уже добыли 159 тыс. т/скв. Для достижения проектной нефтеотдачи по ним нужно еще отобрать 25 тыс. т/скв. Это многовато, но, учитывая необходимый для достижения проектной нефтеотдачи фонд, эта величина существенно снижается. Поэтому достижение проектной нефтеотдачи не вызывает сомнений. .

По Ромашкинскому месторождению доля трудно извлекаемых запасов нефти по сравнению с первоначальной увеличилась с 30 до 80%, в том числе в слабопроницаемых пластах -- с 7 до 29, ВИЗ -- с 18 до 38, песчаных линзах -- с 5 до 13%.

Ухудшение структуры запасов нефти происходит в течение всего периода разработки месторождения. Однако в начальной стадии, до отбора 50-601 НИ3 оно оказывает менее заметное влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор обеспечивается за счет активных запасов. На поздней стадии разработки (после отбора 2/3 запасов нефти), несмотря на проведение большого объема мероприятий, структура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи. При этом чем больше доля трудно извлекаемых запасов нефти, тем при меньшем проценте суммарной добычи НИЗ наступает снижение темпов отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ). Такая же закономерность наблюдается между величиной темпов отбора и выработкой запасов: чем выше темп отбора, тем при меньшей выработке начинается его снижение. Первая из отмеченных закономерностей более существенна, так как величина темпа отбора при прочих равных условиях в значительной мере зависит от продуктивности объекта[2].

Похожие статьи




Текущее состояние разработки Ромашкинского нефтяного месторождения - Современное состояние разработки и технологии увеличения нефтеотдачи Ромашкинского нефтяного месторождения Республики Татарстан

Предыдущая | Следующая